我国上网电价与天然气出厂价管理的比对和思考

时间：2024-07-28

段言志冯琦宋维东马欣

（1.西南交通大学经济管理学院，四川成都 610000；2.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所，四川成都 610051）

段言志1，2冯琦2宋维东2马欣2

（1.西南交通大学经济管理学院，四川成都 610000；2.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所，四川成都 610051）

近年来，我国的电价管理取得了较大进展，特别是对电价中最重要的上网电价的管理进行了多次改革，对推动电力行业发展起到积极作用。与上网电价相比，天然气出厂价的市场化改革进度滞后，国家对天然气出厂价的管理还需进一步调整。比较了我国对上网电价与天然气出厂价的管理体制与机制，并借鉴上网电价的管理经验探讨了今后天然气价格改革的主要着力点。研究认为：推进天然气价格改革应进一步丰富完善出厂环节的价格政策，推进天然气价格市场化，尽快形成天然气相关的法律法规体系。

上网电价天然气出厂价价格改革价格管理价格政策

1 前言

天然气行业与电力行业从产业链的构成上看具有一定的共通性，大体上都可以划分为能源的生产、运输和销售三大环节。近年来，国内学者在天然气行业和电力行业的比对方面开展了一些研究。李鑫［1］研究了两个行业在市场监管方面的相似性与相关经验，马义飞［2］根据电力两部制定价和高峰负荷定价方法提出了相应的天然气价格改革思路，高鹏［3］比对了两者在能源输送环节的异同，李宏勋［4］总结了电力需求侧管理的经验，并研究了天然气需求侧管理的措施，张旭东［5］从经营体制上探讨天然气行业改革的可能路径。实际上，上网电价与天然气出厂价格在各自行业具有相似的地位，但目前尚没发现对两个行业出厂环节价格管理比对研究的相关文献。

以前，我国电力行业是一体化的经营管理体制，从电力的生产，输配到销售环节都由一家公司完成，并且在国家层面集中实施计划、投资、销售、价格监管等政企职能。随着国内市场经济的快速发展，从20世纪80年代开始，国家对电力行业的管理进行了多次改革，其中电价是国内电力行业主要的改革内容之一，尤其是上网电价作为电价体系的重要组成部分，每次调整都对电力行业的发展起到决定性的作用。

国家在天然气出厂价的改革方面也做了大量工作。2011年底，天然气价格形成机制在广东广西试点，开启了新一轮天然气价格改革，实行“市场净回值”定价。2013年6月，基于“市场净回值”定价的增量气存量气价格方案出台，天然气出厂价的市场化改革又迈进一大步。可以看出，近几年天然气价格改革主要集中在上游出厂环节，国家希望通过对出厂价管理的改革，逐步理顺天然气产业链上中下游价格的关系、天然气价格与可替代能源价格的关系以及天然气价格与天然气价值的关系。

总的看来，上网电价的市场化步伐要领先于天然气出厂价，管理的体制与运行机制也较天然气行业更成熟。因此，借鉴电力上网电价改革的成功经验，从而推动天然气出厂价的改革是重要的途径之一。

1 价格管理的比较

1.1 价格管理方面，两者均长期实行政府集中管理，但对天然气出厂价管理的集中度更高

上网电价在放开价格管制方面做了有益尝试。20世纪80年代前，虽然上网电价还只是企业内部结算的价格，但整个电力产业链从定价方式来看都属

于政府定价。上网电价的定价主管部门先后经历了燃料工业部、电力工业部、水利电力部、国家物价局、国家计委、国家发改委等多个国家部委。1987年，部分小水电、小火电、集资办电、独立电网的上网电价的定价权限下放至省级部门，实行由省级物价主管部门核定后报国家备案的制度。2001年后，大部分上网电量的定价权限虽然重新回收国家发改委，但采用经营期电价的方式测算，定价更具客观性。2004年起，火电上网电价实行国家规定的标杆电价而不再按项目单独审批，放松了价格管制。2005年，国家发改委发布《上网电价暂行管理办法》，在部分地区试点竞价上网、电力多边交易、大用户直购电等市场定价方式，对上网电价的管制进一步放宽。

上网电价的监管权与定价权独立。在2002年电力体制改革前，包括上网电价在内的电价监管主要由价格制定部门负责。改革后，电价监管职能主要交由国家电监会和地区电监办分级负责。随着2013年电监会撤销，上网电价的监管职能又划归到国家能源局，仍与电价制定部门相对独立。

天然气出厂价具有更高的集中管理度。从1950年燃料工业部首次规定天然气价格起至今，天然气出厂价的主管部门始终放在石油工业部、国家物价局、国家计委、国家发改委等国家一级的部委。最近几年，国家虽然放松了出厂价的管理权限，对煤层气、页岩气、煤制气、LNG等天然气资源的定价权下放省一级或倡导协商定价，但这部分天然气量始终很小，大部分天然气出厂价仍由国家严格控制。

对天然气出厂价管制的程度有一定放宽。在1984年实行双轨制价格基础上，国家又将逐步定价过渡到指导价的管理模式上。2013年，国家对天然气价格（除民用气）从国家指导价调整为最高限价管理，虽然表面上是放开了价格的自由度，但实际上还是通过普调气价来弥补进口气亏损，价格制定仍体现政府意志。另外，相较上网电价的定价与监管体制，天然气出厂价始终实行定价权与监管权由一家部委独立负责的方式。

可以看出，上网电价的管理体制在分权管理、专业化管理、信息透明等方面有相对优势，在管理权限、管制力度改革方面也做了多次尝试，对调动地方管理的积极性有一定贡献，也推动了上网电价走向市场化。相比之下，国家对天然气出厂价的管理具有更高的集中度，不过这种管理体制也在一定程度上有利于统筹推进天然气价格改革计划的实施。

1.2 价格分类管理方面，上网电价和天然气出厂价采用不同的分类方式

国家对上网电价实行对不同电力来源分类的管理方式，主要划分为火电、水电、可再生能源发电和跨区电能交易。

火电的上网电价从政府定价到各地的标杆电价，并逐步走向竞价上网。水电的上网电价实行政府定价，部分地区也制定了类似火电的标杆电价。可再生能源上网电价主要采用政府定价和政府指导价两种方式。对跨地区电能交易的上网电价，国家规定由送受双方协商确定，并由国家一级的电监部门负责监管。虽然赋予一定的市场自由度，但交易市场仍依赖于国家对上网电价的指导，大体上参考了送端电网平均上网电价（表1）。

表1 2009年不同类型机组平均上网电价表元／kW·h

天然气出厂价采用不同用户分类的管理方式，主要划分为化肥、城市燃气（除工业）、直供工业和城市燃气（工业）4个大类。2013年6月，国家开始实行对天然气增量气和存量气的分类价格管理，并采用最高限价的管理方式。由于对居民和化肥价格进行优惠，并对存量气用户进行锁定，出厂价实际上仍是基于用户的分类管理模式。

可见，两者在价格分类管理方面具有以下特点：

1）分类管理的出发角度不同。上网电价的分类管理主要是从成本角度出发的，根据电力来源的成本核定相应的价格。而天然气出厂价的分类管理主要考虑用户的承受能力，对不同的用户制定不同的价格水平。如果将上网电价的分类管理思路应用于天然气出厂价，实际上是将不同生产方式的常规气、煤制气、煤层气、页岩气等天然气进行分类价

格定价，并且与用户进行结算，但在当前体制下无法实现这种分类管理的方式。

2）对非常规能源支持的方式不同。国家对可再生能源发电的支持没有采用财政补贴、减免税费的方式体现，而是直接提高其标杆电价，并给予上网调度的优先权。而对未来前景较好、成本较高的非常规天然气资源开采主要根据利用量的大小进行财政补贴，这种方式对天然气生产企业的支持力度有限，积极性不能充分调动。

3）上网电价和天然气出厂价都逐渐在归并分类。例如水电上网电价的调价幅度每次都高于火电，在为实施水火“同网同价”做准备，新上马的核电项目开始采用0.43元／kW·h全国统一的标杆上网电价而非“一厂一价”。天然气方面，到2015年存量气价格将逐步与增量气价格接轨，实现真正意义上的价格统一。

1.3 价格政策的环保引导方面，上网电价强调设施运行率，天然气出厂价侧重气质标准

调整上网电价水平促进环保。针对火电生产环节的严重污染，国家在上网电价制定上进行环保监管的引导。1999年降低了未安装脱硫设施小火电机组的上网电价，并进一步研究燃煤电厂上网电价的折价办法。随后国家在标杆上网电价中增加了1.5分／kW·h的脱硫费用，强制性要求增加脱硫设施，并强化对脱硫设施投运率的监管，对投运率不足的燃煤机组，要扣减脱硫费用并处以罚款。

未来可能采用热值定价来引导天然气净化。2002年后天然气净化费并入出厂价，不再单独收费。这与上网电价的区别主要是电力在输配及利用环节无法区分出是否经过脱硫处理，电能品质没有区别；而天然气如果含硫过高，不仅会引起管道腐蚀，还可能对利用带来危害。正因如此，天然气出厂净化是生产企业的必要步骤。此外，未来可能对天然气出厂价实行能量计量与计价，品质差的天然气价格自然较低，这也可进一步确保天然气在出厂环节完成了净化工序。

1.4 调峰价格方面，部分实行上网调峰电价，天然气出厂价没有相应的政策

部分上网电量实行执行调峰价格。1987年国家发布《关于多种电价实施办法的通知》，规定在水电比重较大的电网试行丰枯季节性电价，丰水期上网电价可比平水期上网电价低30%～50%，而枯水期上网电价可提高30%～50%。2002年，国家发改委又进一步要求在上网环节引入峰谷分时电价制度。至今，上网电量的丰枯价格和分时价格在国内部分地区细化实施，在充分利用水电资源、夏冬季节的电力调度、分时电力调峰等方面起到了良好的效果。

出台丰枯和分时等差别上网电价一方面是由于水电资源的储存难度大、负荷分布不均，必须用价格引导市场，避免浪费；另一方面是丰枯季节的上网电价成本本身有差异，在基于成本定价的方式下容易推动差别价格政策的出台。

天然气出厂价缺少价格调峰政策。由于天然气可采用技术调峰的手段可涵盖产业链的上中下游各环节，并且在稳定生产状态下天然气生产成本的季节差不明显，因此国家对在出厂环节实行季节调峰价格的积极性不高。但随着天然气市场的发展，夏冬季节的燃气负荷不均匀系数相差逐渐增大，部分地区甚至达到5～10倍。因没有针对调峰、可中断用户的价格政策，缺乏经济杠杆对供需的平衡作用，在天然气技术调峰手段达到极限后，天然气供应方仍无法在冬季平抑需求以及在夏季鼓励刺激消费，使得天然气生产企业承担了很大的调峰压力。另外，在中游天然气储气库、下游天然气小型储罐、城市高压管道等储气调峰设施尚未建设完善阶段，调峰主要依靠上游气田的加大性开采或强制性压产，对气田的采收率、运行调度、寿命周期有很大的影响，大大提高了气田的天然气出厂成本。总体来看，在天然气出厂环节研究制订调峰价格已迫在眉睫。

1.5 价格形式方面，部分上网电价执行两部制价格，天然气出厂价全采用一部制价格

国内部分水电的上网电价执行两部制价格。2005年，国家在《上网电价价格管理办法》中规定：“建立区域竞争性电力市场并实行竞价上网后，参与竞争的发电机组主要实行两部制上网电价。”其中，容量电价由政府价格主管部门制定，主要用于回收机组的固定成本；电量电价由市场竞争形成，主要体现变动成本与利润。

我国的天然气出厂价一直采用一部制，其主要原因在于天然气生产成本形成的特殊性，天然气出

厂价是按照气田生产成本定价，而成本受气田的勘探、开发、集输、净化、增压等生产工艺影响较大，在滚动开发阶段投资形成的固定成本可能经常发生变化，不容易形成较稳定的容量气价，而相较下发电机组的固定成本与可变成本界限明晰，采用两部制价格具有先天优势。另外，用户的接受性不强，国家曾在忠武线、陕京线试点过管输费的两部制价格而效果不尽理想，说明天然气用户尚不能接收两部制的价格收费模式。

1.6 价格形成机制方面，两者都逐渐走市场定价，但途径不同

目前上网电价已形成“标杆成本+部分竞争”的格局，未来改革的方向是全面引入竞争。当前，上网电价的形成机制已从原来的单个机组按成本单独定价、按不同类型机组不同经营期测算成本定价，过渡到按区域平均成本统一定价方式出台各类机组的标杆电价。虽然仍属成本定价的范畴，但实际已脱离成本的束缚，实现通过规范成本来引导投资和价格的形成。部分竞争试点市场的上网电价主要采用两部制，其中电量电价通过竞争定价。例如在华东区域的电力交易市场上的现货主要采用双边报价市场进行定价和交易。2013年一季度，华东电网跨省集中竞价交易成交电量6.78×108kW·h，在全国起到了示范作用。

天然气出厂价实现“替代能源价格挂钩”的初步市场化定价，未来也是走气气竞争的道路。从2011年底的两广地区价格改革试点开始，国内天然气价格开始逐步实行“市场净回值”定价，即是将天然气门站价格与替代能源价格挂钩，并回推形成天然气出厂价的一种市场定价机制。2013年6月的天然气价格改革中进一步将该机制推向全国。

图1 我国电力行业和天然气行业价格市场化目标图

可见，上网电价的市场化路径采用“全国慢走+部分一步到位”的方式，通过部分竞争市场的试点来直接摸索市场定价，推动全国电力现货交易市场发展。而天然气出厂价市场化采用“全国分阶段到位”的方式，整体推进天然气的市场化进程。

1.7 价格调整方面，均倾向于价格联动，但天然气出厂价调整难度更大

图2 我国电力行业价格市场化现状图

图3 我国天然气行业价格市场化现状图

对标杆电价的统一调整与煤电联动。以往上网电价的调整一般由发电企业向国家有关部门提出价格调整请示，经主管部门的调研、测算、征求意见后统一调整。在“一厂一价”以及多种办电经营时期，电价水平参差不齐，这种上网电价调整管理的工作量巨大。随着上网电价逐渐归并形成区域性的标杆电价后，国家大多依据宏观经济形势、发电企业的经营情况，在全国范围内统一调整标杆电价，工作量大大减少。2004年底国家发改委根据煤炭价格与电力价格的传导关系，建立了上网电价与煤炭价格联动的机制，使得上网电价的调整机制更趋简化与合理。

天然气出厂价将与替代能源价格联动调整。由于长期以来天然气出厂价没有形成合理的调整机制，这样使得天然气价格的调整次数远低于电价，2005年至2012年国家仅调整过3次天然气出厂价，而同期上网电价达到8次。在新的天然气价格改革方案中，出厂价将与LPG、燃料油价格联动，每半年或每季度调整，预计调整频率将加大。

未来天然气出厂价调整的难度较上网电价大。一是由于天然气出厂价由市场回推形成，在高油价下形成的出厂价可能过高，价格调整可能会受到干预。二是电力价格较天然气价格对社会经济的影响更大，需要即时疏导电价矛盾，避免供电不足引起社会问题。三是上网电价实现了标杆价格，在价格调整方面更具操作性和参考性。四是天然气生产企

业成本的上涨能依靠石油的收入或天然气企业其他环节弥补，国家可能放缓对出厂价的调整。

2 关于推进天然气价格改革的建议

2.1 增强对天然气价格改革的信心和决心

上网电价的改革进程虽然经历了多次波折，但由于始终坚持推进，至今取得的成效有目共睹，因此对天然气出厂价的改革也需具备信心和决心，在统一部署下从顶层设计到方案落实坚决贯彻执行。国家物价主管部门应对天然气价格改革设立时间表，加强与地方的沟通与协调，会同相关企业、行业协会、科研机构等联合研究制定分步实施方案。地方物价主管部门和相关企业也应强化价格政策执行，加强对天然气价格改革的宣传。

2.2 进一步丰富完善出厂环节的价格政策

改革彻底改变了电价单纯反映成本的情况，使上网电价形成了具有多种信号、多种机制于一身的价格体系，体现了国家在电量调峰、环保引导、成本监管、分类管理、市场定价等方面的多项政策与管理机制。未来国家对天然气出厂价的改革可以在机制设计中考虑类似的方式，丰富天然气价格内涵，使价格政策有形化，对市场具备规范、指导和监督作用，并通过气价改革推动天然气产业链的科学发展。

2.3 加大供应力度，推动天然气价格市场化

总结电价在竞价上网的实践，电力供应相对宽松是价格市场化的先决条件。例如1988年前后，受金融危机影响我国用电需求下降，电力市场供应暂时充足。由此，国家在部分地区尝试了竞价上网改革试点。而2002年起全国又重新面临缺电的局面，市场化试点的工作难度很大。随着近几年装机容量大幅度上涨，部分试点工作才得到重新推进。

因此，要将加大天然气供应力度作为推进天然气价格市场化与交易方式改革的首要条件，使市场在相对宽松的条件下具有发现价格的功能［6］。

2.4 尽快形成天然气相关的法律法规体系

早在1995年国家就颁布了《电力法》，在法律层面对电力行业进行管理和指导。在这一法律框架下，国家部委、地方物价主管部门在法规、规章、办法、实施细则等层面出台了多项与改革相关的文件，才使得电价的改革走上法制化、科学化、制度化轨道。

我国尚未形成独立的《天然气法》，在多个层面的法规体系也有缺失，不利于在天然气行业管理体制、运行机制、行为规范、标准制度等方面对天然气价格改革予以指导。因此建议国家尽快出台天然气相关的法律法规，从而尽快形成天然气价格政策体系，促进天然气产业更好更快的发展。

3 结束语

十八届三中全会《决定》中明确提出，凡是能有市场形成价格的都要交给市场，强调“推进水、石油、天然气、电力、交通等领域价格改革，放开竞争性环节价格”，这给完善天然气价格管理体制机制、进一步加快我国天然气产业发展创造了条件。我们可以从电力部门价格改革的实践中总结经验和教训，以对上游环节的上网电价改革的研究和借鉴为突破口，寻找天然气价格改革的合理路径，这不失为一个新的思路。

［1］李鑫，陈大恩，贺春.从我国的电力行业监管看天然气行业监管［J］.石油大学学报：社会科学版，2005（2）：11-14.

［2］马义飞，卓玮.电力定价和天然气定价比较研究［J］.价格理论与实践，2004（1）：44-45.

［3］高鹏，宋泓明，赵忠德，等.天然气管网与电力网络的比较和启示［J］.国际石油经济，2012（8）：63-67.

［4］李宏勋，杜媛媛，包郁鹏.从电力需求侧管理看中国天然气调峰［J］.天然气工业，2011（2）：107-109.

［5］张旭东.从电力体制改革看天然气行业改革的可能路径［J］.上海煤气，2012（4）：36-39.

［6］康建国，胡奥林，牟英石.全球背景下的中国天然气市场发展策略［J］.天然气技术与经济，2012，6（1）：3-7.

（编辑：周娟）

2095-1132（2014）01-0066-05

10.3969／j.issn.2095-1132.2014.01.018

2013-11-29

2013-12-15

段言志（1982-），博士，高级经济师，从事天然气经济研究。E-mail：duanyanz@petrochina.com.cn。